天然氣化工2004年第29卷G1催化劑在天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化法制合成氣裝置中的應(yīng)用何洋付超宋航(四川大學(xué)化工學(xué)院成都610065)摘要迕天然氣蒸氣轉(zhuǎn)化法制合成氣生產(chǎn)工藝中原料天然氣中微量硫是蒸氣轉(zhuǎn)化催化劑失泜中毒)使用壽命降低的主要原因之一。文章介紹了新型脫硫催化劑Gl在揚(yáng)子乙酰公司的應(yīng)用情況。Gi是一種多效催化劑凈化效果優(yōu)于原用的氧化鋅脫硫劑。關(guān)鍵詞蒸氣轉(zhuǎn)化Ⅻ1催化劑脫硫應(yīng)用中圖分類號Q426文獻(xiàn)標(biāo)識碼3文章編號1001-92192004)1-40-04量2進(jìn)入轉(zhuǎn)化爐前必須進(jìn)行二次脫硫?qū)⒖偭蚝拷档偷叫∮?.15×10(約0.21mg/Nm3典型的天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化法制合成氣生產(chǎn)工藝是該裝置二次脫硫原設(shè)計(jì)采用傳統(tǒng)的鎳鉬加氫然將天然氣與過量的蒸汽混合在轉(zhuǎn)化爐中的鎳觸煤作后用ZnO吸附脫硫。自198年11月使用至2001用下制成合成氣。常見的汽碳摩爾比為2.2轉(zhuǎn)化年6月逐漸發(fā)現(xiàn)轉(zhuǎn)化爐殘余甲烷含量緩慢上升轉(zhuǎn)爐壓力約2Mra〔G)溫度約850~950℃。該工藝化爐爐管上部也逐漸岀現(xiàn)明暗花斑。分析其原因,對原料氣中硫含量有嚴(yán)格的要求通常要求原料天發(fā)現(xiàn)是由于加氫脫硫槽操作溫度偏低脫硫效果較然氣中總硫含量低于0.15×10-(約0.21mg/差從而使部分硫進(jìn)入轉(zhuǎn)化爐導(dǎo)致轉(zhuǎn)化催化劑部分Nm31以保護(hù)轉(zhuǎn)化爐中的鎳催化劑不被中毒和避失泜中毒)表現(xiàn)岀來在轉(zhuǎn)化爐爐管上部岀現(xiàn)長頸免過程設(shè)備的腐蝕提高產(chǎn)品質(zhì)量。鹿樣花斑外購的工業(yè)用天然氣供應(yīng)方通常已經(jīng)進(jìn)行過脫2001年11月對二次脫硫系統(tǒng)進(jìn)行了設(shè)計(jì)更硫處理俗稱一次脫硫。經(jīng)過一次脫硫處理后仍然改。采用了德國 Sued Chemie公司研制生產(chǎn)的能殘留較高硫含量不能直接進(jìn)入轉(zhuǎn)化爐。原料天然在較低的溫度下起到加氫和脫硫效果的G催化劑氣引入生產(chǎn)裝置后還要經(jīng)過再次脫硫,才能達(dá)到要更換第二脫硫槽中的氧化鋅脫硫劑。從近兩年的使求俗稱二次脫硫或者精細(xì)脫硫υ二次脫硫典用效果分析采用Gl催化劑比較好地解決了以前型的方法是首先在天然氣中加入適量氫氣經(jīng)過鈷存在的脫硫效果差的問題避免了下游工藝過程中鉬或鎳鉬催化劑床層將天然氣中有機(jī)硫轉(zhuǎn)化成轉(zhuǎn)化催化劑的失活。HS再經(jīng)過ZnO床層吸附HS從而將硫含量降低到低于0.15×10-6后才與蒸汽混合進(jìn)入轉(zhuǎn)化爐。1傳統(tǒng)氧化鋅脫硫法的使用情況重慶市揚(yáng)子江乙?；び邢薰竞喎Q揚(yáng)子乙1工藝流程酰洧有一套一氧化碳裝置在一氧化碳裝置中采用的揚(yáng)子乙酰的一氧化碳裝置其原料天然氣經(jīng)上游工藝路線是以天然氣作為原料與過量蒸汽混合在脫硫裝置粗脫硫后天然氣中仍含有C2H3SH、轉(zhuǎn)化爐的鎳觸煤作用下制成合成氣然后從合成氣CH中國煤化工C2H、CH3ssH3、H2S中分離得到一氧化碳。從界區(qū)外輸入的天然氣經(jīng)過等有CNMHG硫含量一般為30mg次脫硫后仍然有約30mg/Nm左右的殘余硫含m。受上游脫硫裝置波動的影響總硫含量常高于30mg/Nm3。為滿足工藝過程的要求原設(shè)計(jì)采用市揚(yáng)字江之酰化工有限公司生產(chǎn)部經(jīng)理現(xiàn)四大拿化里了鎳鉬加氫和氧化鋅脫硫法對天然氣進(jìn)行精脫硫,學(xué)在職瘧:宋航*-通訊聯(lián)系人,d:028-工藝流程見圖1第1期何洋等1催化劑在天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化法制合成氣裝置中的應(yīng)用41H過程要求硫含量上方超過了裝置下游工藝過程對總硫含量的要求0.21mg/Nm3ABSC-1SC2圖1精脫硫單元工藝流程5nFig 1 Process flow diagram for fine desulfurizing installation388早該精脫硫單元主要由三個槽子組成A槽裝填的是鎳鉬加氬催化劑B槽和C槽裝填的都是氧化時間t月)(1998.11~2001.10)鋅。SCI、SC2、SC-3是3個取樣點(diǎn)分別對加氬槽圖2S-1硫含量曲線(1998.11~2001.10)A、脫硫槽B及C中總硫含量進(jìn)行取樣測定用以監(jiān)Fig 2 SC-1 sulfur content curve 1998.. 10)測、評估脫硫劑的脫硫效果。天然氣進(jìn)入裝置后混入適量氫氣經(jīng)過預(yù)熱后進(jìn)入A槽在A槽中鎳鉬催化劑作用下天然氣中的有2.4機(jī)硫與氫反應(yīng)轉(zhuǎn)化成H2S然后經(jīng)過后面的ZnO床8層時HS與ZnO反應(yīng)生成ZnO從而達(dá)到脫除原料:4天然氣中硫的目的。通常情況下A、BC三個槽子串聯(lián)運(yùn)行在ZnO的正常壽命范圍內(nèi)只需要B槽就應(yīng)該將硫吸附下來達(dá)到設(shè)計(jì)的要求。設(shè)計(jì)兩個ZnO槽子的目的是0,0保證能夠在線更換ZnO和增強(qiáng)脫硫效果。當(dāng)從SC時間(月)(18.11~2001.102監(jiān)控到硫含量超標(biāo)時則將B槽從系統(tǒng)中隔離岀來更換新的ZnO,剩下A、C槽短時間串聯(lián)使用。圖3ZnO脫硫劑脫硫效果圖當(dāng)B槽更換好后再串入系統(tǒng)中運(yùn)行但是此時串聯(lián)順序是AC、B。又當(dāng)下一次更換C槽ZnO后串聯(lián)Fig 3 Desulfurizing result curve of Zno desulfurizer方式再變?yōu)锳、BC如此循環(huán)往復(fù)保證在線更換。二次脫硫的下游設(shè)備轉(zhuǎn)化爐其催化劑正常壽單槽脫硫劑裝入量600kg糟內(nèi)徑:400m命5年。但是從1998年運(yùn)行到2001年只運(yùn)行了床層高度4500m高徑比3.2天然氣含水量飽大約3年就發(fā)現(xiàn)轉(zhuǎn)化效率明顯下降轉(zhuǎn)化爐爐管上和水。操作壓力3.05MPa操作溫度350℃4部岀現(xiàn)清晰的明暗花斑。經(jīng)過分析發(fā)現(xiàn)是由于二1.2原氧化鋅脫硫裝置運(yùn)行情況次脫硫效果沒有達(dá)到設(shè)計(jì)要求而導(dǎo)致進(jìn)入轉(zhuǎn)化系統(tǒng)圖2為1998年1月~2001年10月SC1硫的天然氣中總硫含量較高轉(zhuǎn)化催化劑部分失活中含量曲線圖。由該圖可看出原料天然氣中的硫含毒化怕怕等內(nèi)日加于然氣轉(zhuǎn)化反應(yīng)不好造量遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過工藝過程對硫含量的最低要求成熾中國煤化亮斑(0.2lmg/m3)因此必須對原料天然氣進(jìn)行二次脫說硫效果差的根本原因窳精脫硫在于實(shí)際操作溫度未達(dá)到設(shè)計(jì)溫度。設(shè)計(jì)溫度圖3為采用ZnO脫硫劑自199年11月使用350℃實(shí)際運(yùn)行溫度卻只有310℃A槽中的加氫至2001年10月ZnO脫硫效果曲線圖。從該圖可催化劑活性受到影響不能完全將有機(jī)硫轉(zhuǎn)化成無機(jī)看出SC萬褫含量曲線系列3基本位于工藝硫。后續(xù)的BC槽中的2nO雖然能夠吸附掉HS42天然氣化工2004年第29卷但不能將有機(jī)硫吸附下來。處于硫飽和狀態(tài)將更換其壽命通常大于8年或者為了提高轉(zhuǎn)化催化劑反應(yīng)效率和壽命改善脫15%的硫容。硫效果尋找新型在較低溫度下脫硫效果較高的脫在進(jìn)料中如果沒有氫氣同時運(yùn)行G1催化劑也硫劑成為該裝置的燃眉之急。Gl催化劑是Sued-能達(dá)到氫化處理的目的。在沒有氫氣的情況下GlChemie公司研制生產(chǎn)的能在較低的溫度下適用于催化劑能直接合成化合物如H2SCOs四氫噻吩同時進(jìn)行有機(jī)硫化合物加氫處理和H2S吸附的多等。G1催化劑具有的這些特點(diǎn)使其具有以下優(yōu)勢效催化劑適合用于揚(yáng)子乙酰CO生產(chǎn)裝置二次脫1起動時不需要有氬氣的循環(huán)硫系統(tǒng)。因此我們決定對二次脫硫系統(tǒng)催化劑進(jìn)行2不要?dú)錃獾倪\(yùn)轉(zhuǎn)在某些場合可以節(jié)約相應(yīng)固改造采用G1催化劑定資產(chǎn)如壓縮機(jī)肭投資費(fèi)用2G1催化劑的應(yīng)用情況2.2G1催化劑在揚(yáng)子乙酰的應(yīng)用G1催化劑被用來代替ZnO脫硫劑裝填于圖12.1G1催化劑性能介紹流程的C槽中。催化劑裝填參數(shù)如下:裝入量2.1.1G1催化劑的組成6000kg糟內(nèi)徑,400mm床層高度A500mm高徑組成成分質(zhì)量百分含量/%比3.2;天然氣含水量:飽和水。實(shí)際操作壓力,1.5±0.33.05MPa實(shí)際操作溫度320℃。MoO33.5±0.4原料天然氣引入裝置后混入適量氫氣首先在AZno平衡槽中在加氫催化劑的作用下將有機(jī)硫轉(zhuǎn)化為無機(jī)2.1.2G1催化劑的物理特性硫然后通過B槽的ZnO吸收。由于操作溫度的影顆粒形狀片劑響A槽中不能完全轉(zhuǎn)化的剩余少部分有機(jī)硫進(jìn)入顆粒大小6×3mm到C槽中利用G1催化劑的部分加氫功能將有機(jī)堆密度1.4kg/硫進(jìn)一步轉(zhuǎn)化成無機(jī)硫,并利用G1催化劑中的側(cè)壓強(qiáng)度最小平均180N比表面積ZnO吸附下無機(jī)硫而將原料天然氣中的總硫含量70~100m2/g降低到要求的含量以下進(jìn)入到轉(zhuǎn)化爐。2.1.3G1催化劑的加氫脫硫機(jī)理設(shè)計(jì)更改后運(yùn)行方式是A、BC串聯(lián)運(yùn)行,當(dāng)G1催化劑在其ZnO載體上含有CuO和MO3使其既具有部分加氫的功能又具有脫硫的功B槽的氧化鋅吸附飽和后將B槽從系統(tǒng)中在線隔離出來更換新的氧化鋅在更換過程中臨時運(yùn)行方式能加之具有較高的堆密度和較大的比表面積因是A、C槽串聯(lián)使用。更換完成后再串入系統(tǒng)此時此G1催化劑具有較好的脫硫能力和較高的硫容。的運(yùn)行方式仍然是A、B、C串聯(lián)使用。應(yīng)用效果示標(biāo)準(zhǔn)的CoMo或NiMo催化劑需要一定的硫含于表1量來達(dá)到最大的活性在運(yùn)行較長時間后如引入裝置的原料中的硫含量較低或沒有硫,旦出現(xiàn)較高表1ZnO脫硫劑與G1催化劑脫硫效果對照硫含量的原料該系統(tǒng)活性將不足達(dá)不到完成有機(jī) able 1 Comparison of desulfuring effect between ZnO and GI硫加氫的作用。G1催化劑由于含有鋅的原因使其日期硫含量/mg/Nm3SC-3具有了獨(dú)特的優(yōu)點(diǎn),一定量的硫含量始終保持在催200109-0327.231.15化劑上鋅鋅的硫吸收能力保證了隨時在G1催化劑200109-171.38上有硫因此即使長時間運(yùn)行物料中沒有硫,的活33.98性也照樣能夠保持而沒有必要對Gl催化劑采用預(yù)硫化處理H1.22中國煤化工CNMHG0.18G催化劑在當(dāng)它完全處于硫飽和狀態(tài)時也能2001-11-1932.270.17001120327.880.11實(shí)現(xiàn)加氫處理的功能因此G1催化劑能長久地留2001-12-178.350.18在反應(yīng)器內(nèi),與用CoMo/NMo催化劑達(dá)到的效果2002-01-06770.14一樣。但仗能通常不會使用,一旦G1催化劑2002-02-024.360.20第1期何洋等1催化劑在天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化法制合成氣裝置中的應(yīng)用43由表1可看出將ZnO脫硫劑更換為G1催化揚(yáng)子乙酰是G1催化劑在國內(nèi)應(yīng)用的首家,可劑后SC1及SC2的硫含量未發(fā)生較大變化而以預(yù)料隨著工業(yè)和經(jīng)濟(jì)的發(fā)展G1催化劑在中國的SC3的硫含量卻發(fā)生了較大改變低于工藝過程要應(yīng)用將越來越廣泛求的最高硫含量值0.2lng/Nm3滿足了工藝過程參考文獻(xiàn)的要求達(dá)到了更換的目的3結(jié)語[1]王睿等.工業(yè)氣體中HS的脫除方?jīng)KJ].天然氣工合成氨甲醇、氫氣等產(chǎn)品的生產(chǎn)通常都以天[2]華一兵簿XL-01型脫硫劑在大型脫硫裝置上的應(yīng)然氣、LPG和石腦油等為原料1,由于原料中的硫用J].天然氣化工200126(6)27-30會使催化劑中毒因此通常都配備有凈化系統(tǒng)用于[3]孔渝華等.常溫精脫硫新技術(shù)及其工業(yè)應(yīng)J].現(xiàn)代化工200121(6):1-46除去原料中的硫以保護(hù)下游的催化劑不被硫中毒所以G1催化劑有著廣闊的應(yīng)用前景。目前A1催[4劉峰簿.3018固體脫硫劑在長慶第一天然氣凈化廠的應(yīng)用J].石油與天然氣化工200029(3):130化劑已被歐洲、中東的許多國家使用。The application of Gl Catalyst in the Natural Gas SteamConversion for Syngas ProcessHE Yang FU Chao soNg hangChemical Engineering School Sichuan University Chengdu 610065 ChinaAbstract: In the Natural Gas Steam Conversion for Syngas process the trace sulfur in natural gas is one ofthe leading causes to the conversion catalyst poisoning or life reducing This article describes the application of anew desulfurizing catalyst GI in Yangzi Acetyl Chemical Co Ltd. Gl is a multifunction catalyst and purified effect surpassed the old ZnO desulfurizerKey words: steam conversion XI catalyst 'desulfuration i applicationTHCN MHG